INSTITUTO POLITECNICO NACIONAL

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERIA QUIMICA E INDUSTRIAS EXTRACTIVAS

INGENIERIA QUIMICA PETROLERA

Diseño, Mantenimiento de Ductos y Transportación de Gas Natural.

TESIS PARA OBTENER EL TITULO DE INGENIERO QUIMICO PETROLERO PRESENTA CHRISTIAN AIDE TECAMACHALTZI CASIANO

ASESOR ING. JOSE LUIS CHAVEZ ALCARAZ

Abril,2013

CONTENIDO

Resumen

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Introducción

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Capítulo I Ductos y Mantenimiento Descripción-Características Técnicas del Gas Natural 6 Ductos 25 30 Mantenimiento Capitulo II Diseño de la Tubería Ejemplo de Diseño de un Ducto para Transportar Gas en Chiapas 27 Capitulo III Corrosión. Técnicas para Controlar la Corrosión Clasificación de los Inhibidores de Corrosión Diagnostico de Corrosión Interna Alternativas de Protección Control de Calidad

50 59 62 74 80

Capitulo IV Compresión. Clasificación de los Compresores Ventajas y Desventajas de los Compresores Factores de Diseño de Compresores

84 89 92

Capitulo V Estudio Económico. Evaluación Financiera del Proyecto Indicadores de Rentabilidad

100 101

Conclusiones Y Recomendaciones. Bibliografía.

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AGRADECIMIENTOS

El siguiente trabajo primeramente agradezco a Dios por haberme permitido llegar hasta este momento donde se cierra un ciclo muy importante de mi vida y comienzan los retos profesionales, donde de igual manera seguirá a mi lado. Por otro lado quiero agradecer a la persona más importante de mi vida, mi abuelita, que nunca dudo un solo segundo de mí y mantuvo la confianza hasta el final, de igual manera a mi mamá que donde se encuentra siempre estuvo cuidando mis pasos a cada momento. Agradecer a mi papá, familia y amigos que hicieron posible este logro, por su cariño, apoyo y comprensión, que me mostraron para hacer este sueño realidad. A mis profesores durante la carrera profesional han aportado un granito de arena a mi formación, a mi asesor por su tiempo y dedicación, que con su experiencia ha logrado que pueda terminar este trabajo con éxito.

RESUMEN Una vez realizado el análisis referente a los niveles de producción, demanda y eventual agotamiento del petróleo y gas natural, se crea la incertidumbre sobre las acciones preventivas en materia energética, México no es la excepción de dichos agotamientos energéticos, el consumo de energía en las ramas de la industria manufacturera, eléctrica, cementera, residencial así como de hornos entre otras, y están dependientes del uso de combustibles fósiles, entre los que se encuentran el petróleo, el carbón y el gas natural; ellos conforman el 89% del consumo total de energía primaria a nivel mundial. No obstante, las reservas de estas fuentes energéticas son finitas e incapaces de abastecer la demanda energética durante los próximos 100 años. Este punto lleva a la investigación sobre el tiempo que tardará la demanda en superar la oferta de otras fuentes de energía que puedan, en un momento dado, sustituir a los energéticos fósiles, de manera tal que la producción o extracción, tanto de petróleo como de gas natural, no sea económicamente viable. Por lo anterior es necesario comenzar a considerar seriamente las alternativas energéticas existentes, como las Energías Renovables, ya que de ellas dependerá la intensidad con que afectará a la comunidad mundial la extinción de sus principales recursos energéticos primarios. Por esta razón, el trabajo realizado se ha orientado, en primera instancia, hacia el estudio de un medio de transporte sustentable basado en la cuantificación de reservas de petróleo y gas natural existentes en la Tierra; con el objetivo de analizar el agotamiento de estos recursos considerando el aumento de su producción y demanda a nivel mundial. Los esfuerzos hechos para cuantificar las reservas probadas, probables y posibles no es muy prometedora, por esta razón, se han adoptado tecnologías que puedan dar una aproximación de los recursos naturales que se tienen (gas natural y petróleo) para así poder aumentar la producción de estos de una manera económica y racional y tener la capacidad de transportar el producto y seguir abasteciendo la demanda del petróleo a nivel nacional. El transporte de combustibles fósiles por ductos resulta ser más económico, aun siendo estos por mar o tierra y se requieren de conocimientos de aspecto técnicos relacionados con el comportamiento del gas natural, sus propiedades, sus problemas de transporte y los métodos que se utilizarán para llevarlo de un lugar a otro, sin dejar a un lado los aspectos relacionados con la seguridad, conservación del medio ambiente para que así se pueda seguir contando con una industria en constante progreso e innovación; haciendo la de clase internacional por sus avances técnicos.

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INTRODUCCION El objetivo de este trabajo es presentar un proceso de diseño de líneas de conducción de hidrocarburos que permita efectuarlo en forma segura y económica posible; de manera que sirva de fuente de consulta para las personas interesadas en el diseño de ductos para el transporte de combustibles, así mismo presentar la manera en que se determina la factibilidad de estos proyectos. Cuando se analiza la información referente al Gas Natural, permite conocer con cierto grado de detalle la situación actual que prevalece para este recurso no renovable; por lo que al analizar la situación actual del Gas Natural en México permite predecir las perspectivas del mismo en los próximos años ya que este hidrocarburo va teniendo mucha demanda en los diversos sectores consumidores como son: La Industria; Eléctrica, comercios, textil, cerámicas, cementos y fundición de metales entre otros y para los usuarios directos como son: El residencial, comercial y en transporte, este ultimo hoy en día es el que va a tener mas demanda que los sectores residenciales y comercial debido a que el Gas Natural puede ser utilizado como combustible alterno en los motores de combustión interna y se tiene como proyecto el convertir todo el Transporte Publico tanto de carga como pasajeros en la Zona Metropolitana de la Ciudad de México. Tradicionalmente, tanto en México como el resto del mundo, la explotación y la utilización del Gas Natural han sido relegadas a un segundo plano, ocupando la Explotación, Procesamiento del Petróleo Crudo. Debido a que el Gas Natural era un subproducto al explotarse el Petróleo Crudo, sin embargo, hoy en día el gas esta ocupando un lugar muy importante en el Mercado Nacional e Internacional. En los últimos años en México la demanda de gas ha venido acrecentándose a un ritmo superior que el de oferta, este rezago en la oferta se debe principalmente a dos factores: a las severas restricciones presupuestales de la cual ha sido objeto la actividad Exploratoria de la Industria del Gas Natural, y a que los yacimientos que se encuentran en Explotación están en declinación. El empleo del Gas Natural como materia prima energética es un hecho relativamente reciente; En años anteriores no se contaba con uso alguno y por lo tanto se tenía que quemar en los campos como (gas de desecho), además no se tenía tecnología para su procesamiento. Pero poco a poco se empezó a utilizar en las calderas de los campos petroleros para la generación de vapor y así accionar las bombas de perforación. Actualmente, en México el Gas Natural se utiliza como combustible y materia prima en el sector Petrolero siendo este de mayor consumo, y los sectores que le siguen en consumo son los siguientes:

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Industria, Eléctrica, Residencial, Comercial y de Transporte este ultimo es el que menos consume este hidrocarburo, ya que recientemente se han incorporado como carburante en el parque vehicular en la Zona Metropolitana de la Ciudad de México; hoy en día, se usa el Gas Natural en flotillas vehiculares del transporte público y se tiene bastante demanda, ya que presenta característicamente de alto rendimiento económico y sobre todo un beneficio ecológico. Adicionalmente, el gas natural es utilizado como materia prima en diversos procesos químicos e industriales. De manera relativamente fácil y económica puede ser convertido a hidrogeno, etileno, o metanol; los materiales básicos para diversos tipos de plásticos y fertilizantes.

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ANTECEDENTES El Gas Natural es una mezcla de hidrocarburos e impurezas que se extrae de los yacimientos petrolíferos ya sean terrestres o marinos. Su principal componente es el Metano, el cual se encuentra hasta en un 90%, en algunos tipos de gas, mientras que en otros pueden ser de 80% o menor. Otros componentes del Gas Natural presentes en concentraciones menores son: Etano, Propano y Butano, de igual forma se encuentran presentes otros compuestos gaseosos no hidrocarburos como: Dióxido de carbono, acido sulfhídrico, Helio, Argón, en la siguiente TABLA 1.1 se muestra la composición general que presenta el gas Natural. COMPUESTOS DEL GAS NATURAL METANO ETANO PROPANO N-BUTANO ISO-BUTANO N-PENTANO ISO-PENTANO HEXANO + Agua 0.3 DIOXIDO DE CARBONO

% MOL 70 10 9 3 2 0.8 0.8 1.7 0.3 7.4

TABLA 1.1

CARACTERISTICAS DEL GASNATURAL DENSIDAD, gr/1 ± 20° C y 300 lb/in2

132.1

PODER CALORIFICO BRUTO, Kcal/Kg PODER CALORÍFICO NETO, Kcal/Kg

11,950.0

RELACION CARBONO / HIDROGENO

3.923

11,856.0

TABLA 1.2 FUENTE: IMP, LABORATORIO DE EMISIONES VEHICULARES.

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CAPITULO I DUCTOS Y MANTENIMIENTO

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DESCRIPCIÓN-CARACTERISTICAS NATURAL

TÉCNICAS

DEL

GAS

¿QUE ES EL GAS NATURAL? El Gas Natural es una mezcla de hidrocarburos parafínicos e impurezas que se extrae de los yacimientos ya sean terrestres o marinos. Su principal componente es el Metano, el cual se encuentra hasta en un 98%, en algunos tipos de gas, mientras que en otros pueden ser de 55% o menor.

Figura 1.0 Principales Componentes de una Muestra de Gas natural

El ácido Sulfhídrico es la impureza mas indeseable que puede encontrarse este gas es altamente tóxico y corrosivo, al quemarse resultan productos de combustión que contienen óxidos de azufre que son a su vez corrosivos para la mayor parte de los materiales, así como perjudiciales para la vida humana, animal y vegetal. Estos gases presentes en el gas natural denominados ácidos, deben ser tratados para eliminar estas impurezas antes de proceder a su comercialización. Los constituyentes inertes, como nitrógeno, suelen ser ignorados; su único inconveniente es que disminuye el poder calorífico, excepto en el caso en que

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dichos componentes se encuentran en cantidades muy importantes y pueden afectar considerablemente la combustión o la compatibilidad con otros gases. Otro componente inerte es el Helio, cuando se encuentran presente en cantidades superiores al 0.2% en volumen, puede ser interesante recuperarlo, aunque esta cifra puede variar en función de la localización de los yacimientos petrolíferos. Por otro lado, la extracción del gas de los yacimientos de realiza con procesos similares a los que se usan para la extracción del Petróleo Crudo; existen dos tipos de gas: Gas Natural asociado y Gas Natural No Asociado. El gas natural asociado es aquel que se produce conjuntamente con el Petróleo crudo y se extrae primero el gas y después el petróleo, y el gas natural no asociado es aquel que se produce solo, generalmente este gas sale libre de gases ácidos y no necesariamente se requiere de tratamiento. Para la extracción del gas se realiza en primer lugar las actividades de explotación, que son el conjunto de tareas de campo y oficina cuyo objetivo consiste en descubrir mayores reservas y evaluar las posibilidades gasiferas de nuevas regiones. Con base en los descubrimientos logrados por los trabajos de exploración, empiezan las actividades de explotación que desarrollan los campos petroleros, tomando en cuenta factores como la dimensión de la estructura, espesor del estrato productor, características de la roca almacenadora, posibilidades de producción y análisis económicos de la cantidad de perforaciones necesarias, entre otros. Finalmente, el pozo ya en producción se conecta con la tubería de descarga para conducir el hidrocarburo a la tubería de separación que segrega el aceite del gas, y esos continúan su curso para los diferentes ductos. En la mayoría de estos yacimientos existen cantidades variables de gas, ya sean en solución con el petróleo o en una capa gaseosa encima del mismo (casquete). Cuando el gas está disuelto en el petróleo, necesariamente se extrae junto con el, en sus orígenes el gas natural era considerado como un subproducto no deseado de la explotación petrolera en la medida en que en la mayoría de los yacimientos se encontraba asociado al crudo extraído, lo que algunas veces genera peligrosas condiciones para las actividades de perforación y de producción. Sin embargo, el gas que se encuentra en una capa por encima del petróleo raras veces se le extrae hasta después de extraer el petróleo, si se extrae antes, se reducirá el factor de recuperación del petróleo.

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En algunas estructuras solo existe el gas natural. Este es llamado Gas Natural No Asociado y su origen corresponde a alguno de los siguientes mecanismos: a) Degradación bioquímica de la materia prima orgánica en rocas sedimentarias poco profundas y de edades geológicas relativamente recientes, en cuyo caso, como el gas de los pantanos, la composición es casi exclusivamente dióxido de carbono y metano. b) Degradación química de residuos en rocas profundas antiguas. El Gas Natural denominado Asociado, a las condiciones de presión y temperatura existentes en los yacimientos, los líquidos se encuentran saturados de gases, que se desprenden durante el proceso de extracción. En este tipo de gas, el contenido de etano es generalmente mas alto que en los gases no asociados y contienen cantidades importantes de propano y butano, así mismo tiene hidrocarburos mas pesados, por lo que suelen ser una fuente importante de gas licuado y gasolinas.

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DEMANDA TOTAL DE COMBUSTIBLES En el periodo 2006-2014 se espera que el gas natural incremente su participación en el mercado de combustibles, pasando de 28 a 38%

Esperando que en el mismo periodo la participación del combustóleo se reduzca de un 17% a 8%. Retos y oportunidades

• • • • •

La Asociación Mexicana de Gas Natural (AMGN) destaca que este energético tiene varios retos en el país, entre los que destacan: Alcanzar el desarrollo eficiente en el sector energético mexicano, tanto en términos económicos como en técnicos. Garantizar un abastecimiento suficiente de energéticos a precios competitivos. Contar con políticas de precios de energéticos eficientes y no distorsionantes. Mantener e incrementar la producción de gas natural. Desarrollar una infraestructura basta y gasífera para el país. Con respecto a las ventajas, la AMGN indicó que existen principalmente tres: • La posición geográfica de México. • El impacto del Shale Gas –tipo de gas que se encuentra alojado en la roca madre en los yacimientos mexicanos. • Dinámicas de los precios

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GAS NATURAL ASOCIADO

Y

GAS NATURAL NO ASOCIADO.

El gas natural asociado: es aquel que se produce conjuntamente con el Petróleo crudo y se extrae primero el gas y después el petróleo aunque la mayoría de las veces viene disuelto en el petróleo. El gas natural no asociado: es aquel que sale del yacimiento libre de ácidos, y no esta en contacto con el petróleo crudo. El primero por lo general se tiene que mandar a un tratamiento de endulzamiento el cual consiste en eliminar las impurezas por medio de solventes selectivos (Dietanolamina); y el segundo rara vez se tiene que mandar a tratamiento (Figura No. 1.1) NOTA: Como gas libre se tiene, el gas liberado después de haber estado disuelto en el aceite crudo, que puede formar un casquete de gas, encima y en contacto con el aceite crudo. CLASIFICACIÓN DEL GAS NATURAL GAS HUMEDO Este tiene algún contenido de hidrocarburos menos volátiles (propano, butano, etc.), los cuales pueden fácilmente recuperarse como productos líquidos (gasolina, G.L.P., entre otros.) GAS SECO Esta formado prácticamente por metano en 85%-90% se utiliza directamente como combustible o en proyectos de mantenimiento de presión de yacimientos y también en la producción de hidrogeno. GAS AMARGO Es aquel que contiene más de 1 gramo de H2S y CO2/ 100 pies cúbicos de gas, además de ser altamente corrosivo GAS DULCE Es aquel que contiene menos de 1 gramo de H2S y CO2/100 pies cúbicos de gas. La baja densidad de los gases hace impráctico determinar la cantidad de cada uno de ellos en un recipiente midiendo su peso---, en general es más preciso y sencillo medir el volumen y obtener su peso. Asimismo el gas natural posee ciertas cualidades específicas que, en mayor o menor grado, pueden conferirle una ventaja sobre el resto de los combustibles alternos con los que entra en competencia. Tales ventajas son debidas en lo general a los cuatro hechos siguientes:

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1. La combustión del gas natural en comparación de otros combustibles es mucho mejor debido a que no emite emisiones evaporarías ni partículas suspendidas y es baja la proporción de emisiones contaminantes (CO, HC, NOX), esto se debe a que el gas tiene mejores características de combustión en comparación con el combustóleo, y por lo tanto colabora en menor proporción para la formación de ozono. 2. Se consigue una mejor regulación de calor, siendo posible tener temperatura y atmosferas controladas. 3. Su comodidad de utilización es comparable con la electricidad, lo que le hace particularmente apreciado en los sectores comerciales y domésticos.

PROCESOS Y USOS DE LA CLASIFICACIÓN DEL GAS NATURAL Una vez que el gas ha sido extraído de los pozos y antes de iniciarse su transporte hacia los puntos de consumo, suele ser necesario llevar a cabo una serie de operaciones de tratamiento, con el objeto de reducir el contenido de agua e hidrocarburos pesados a un nivel que evite el peligro de formación de hidratos y condensados en las tuberías. Con el objeto de ajustar las características de combustión de gas, la eliminación de dióxido de carbono y nitrógeno puede ser en ocasiones también necesaria y por supuesto, la exclusión del sulfuro de hidrogeno que puede formar ácidos corrosivos, es por siempre forzosa cuando su concentración es poco alta. El gas natural se clasifica principalmente en tres categorías: Gas Húmedo Amargo, Gas Húmedo Dulce y Gas Seco, el cual se distribuye o se consume como combustible en los diferentes sectores, o como materia prima en la industria Petroquímica Básica y Secundaria. El gas húmedo amargo contiene porcentajes importantes de acido sulfhídrico, por lo que es altamente corrosivo, motivo por el cual se le conduce a los complejos petroquímicos, donde en plantas de endulzamiento, se le separan impurezas, con la finalidad de obtener gas endulzado y como subproducto azufre, del que se producen principalmente fertilizantes. El gas húmedo dulce proviene de campos junto con el endulzamiento, pasan a las plantas de extracción de licuables, denominados criogénicos, en las cuales a través de un proceso de separación a bajas temperaturas, se dividen de la corriente de gas dulce cuatro fracciones: metano, etano propano y butano (gas licuado) e hidrocarburos mas pesados (gasolinas), las que finalmente son utilizadas en los grandes centro de consumo.

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El gas seco en mezcla con los gases húmedos y dulces, ya tratados, pueden utilizarse principalmente tanto combustible como en forma de materia prima para la industria Petroquímica. Como combustible, en las diferentes instalaciones con que cuenta la industria petrolera nacional (refinerías, complejos petroquímicos, gasoductos etc.), para la generación de electricidad, en una gran variedad de industrias productivas del país, dentro de las que destacan la cementera, vidriera, cervecera, papelera, azucarera, etc. y el sector domestico. En comparación con los combustibles sólidos y líquidos el empleo del gas natural como combustible suministra mejores productos y menos perdidas en industrias en precisión y artesanías, en industrias de metales, en industrias de mosaico, cerámicas y en las industrias de alimentación, cemento, papel y textiles. En la industria Petroquímica como materia prima, donde el gas natural tiene su uso mas rentable, debido a la diversidad de productos petroquímicos como: amoniaco, metanol y anhídrido carbónico de los que se producen un sin numero de productos de uso cotidiano, de estos se puede destacar tuberías, bebidas embotellas, juguetes, lacas, tintas, pinturas, mangueras para agua y vapor, barnices, resinas, platicos hules sintéticos, llantas para automóviles y camiones, entre otros.

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El siguiente diagrama muestra el proceso de obtención del Gas Natural.

Figura 1.2 Diagrama de Proceso de Obtención de Gas Natural

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VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL USO DEL GAS NATURAL VENTAJAS a) El gas natural al emplearse como combustible en los sectores petroleros, industrial, eléctrico y de transportes emite menor cantidad de contaminantes al medio ambiente. b) Al diversificarse las fuentes de energéticas como es el caso de gas natural hacia el sector de transporte como combustible carburante, se ahorra en costo de mantenimiento del motor, economía en la adquisición de combustible, bajos niveles de contaminantes. c) El gas natural se puede emplear en un ciclo combinado para generar electricidad y así se ahorre energía y se minimizaría el consumo de combustóleo en termoeléctricas. d) En virtud que el gas natural es mas ligero que el aire, al existir alguna fuga se dispersaría rápidamente en la atmosfera, esto es cuestión de seguridad. e) Al emplearse gas natural en el parque vehicular de la Zona Metropolitana de la Ciudad de México y en las grandes ciudades de la republica donde ya se presentan problemas de contaminación. f) El gas natural tiene mayor poder calorífico neto que cualquier otro combustible. g) El gas natural tiene mayor octanaje (130) que las gasolinas Pemex Magna y Pemex Premium. DESVENTAJAS El alto costo de transporte es considerado un serio problema, que afecta el desarrollo del gas natural, ya que las redes de gasoductos requieren de grandes inversiones, sobre todo a largas distancias, es necesario tomar en cuenta las diferencias climáticas, las dificultadas topográficas, el rendimiento por pozo, esto debido principalmente, a la baja densidad de este energético, por lo que la utilización de este, se realiza casi exclusivamente en mercados que cuentan con una red de gasoductos, la cual esta conectada directamente a los cuatro productores de gas.

Esto a pesar de los considerables avances experimentados por la tecnología de construcción de gasoductos y aunque todavía hoy este medio de transporte se emplea para el 97% de gas natural consumido en el mundo, el superar la barrera de los océanos y, por lo tanto, la posibilidad física de realizar intercambios a nivel internacional solo se ha conseguido con el desarrollo de técnicas especiales que han hecho posible el transporte por vía marina.

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Los gasoductos resultan ser más caros que los oleoductos y más aun en su transporte marino, ya que en primer término se necesita convertir el gas líquido, enfriarlo a (-160°C) a presión atmosférica, lo que contrae 600 veces su volumen original. Una vez que el gas se encuentra en estado liquido, es necesario transportarlo hasta los centro de consumo para su posterior gasificación y distribución y para ello se construyen buques-tanques, los cuales cuestan mas del doble que los buques para transportar Petróleo de idénticas dimensiones. Además se requieres de instalaciones portuarias especiales y sofisticados medios para su licuefacción y regasificación. Esta tecnología presenta sus propios problemas, ya que aproximadamente el 25% de la energía primaria se pierde en el procedimiento de licuefacción, existe grave riesgo de una explosión de un buque-tanque en algún puerto que puede ocasionar graves daños en vidas y propiedades. Otro problema considerable que representa el gas natural, es el hecho de que gran parte de este es asociado, y se considera subproducto o derivado de la producción de crudo. Esta situación ha provocado que algunos países del mundo, en su afán por extraer Petróleo Crudo y no contar con la infraestructura necesaria para aprovechar el gas, lo hayan quemado.

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LOCALIZACIÓN Y CARACTERISTICAS DE GAS NATURAL EN MÉXICO Los yacimientos de crudo y gas en México se encuentran a profundidades que varían de los 3000 a 6000 metros. La relación crudo/gas en nuestros yacimientos de crudo y gas varían de 800 a 1400 pies cúbicos de gas por barril de crudo extraído, dependiendo del campo productor. El gas natural se considera como un combustible limpio, y que solo contiene trazas de azufre, y otras impurezas como agua, nitrógeno y anhídrido carbónico que solo disminuye el poder calorífico del gas. Otras impurezas son el agua utilizada para las pruebas hidrostáticas y el polvo que se deposita en las tuberías durante la construcción de las líneas de los gasoductos, entronques y redes industriales y domésticos, eliminándose con trampa de limpieza localizadas en las entradas de las estaciones centrales de control y de redes industriales así como con separadores de polvo y condensables a la entrada del gas en las estaciones de medición y regulación. CLASIFICACIÓN DEL GAS El gas natural se clasifica como húmedo y seco. El gas húmedo tiene una concentración de productos mas volátiles (propano, butano y mas pesados) recuperables en forma de gasolina, kerosina y gas L.P., en cantidades de 300 o más galones de hidrocarburos licuables por cada millón de pies cúbicos de gas; el gas seco es aquel al que se le puede extraer menos de 100 galones de hidrocarburos licuables por cada millón de pies cúbicos de gas, en condiciones de presión y temperatura de 1 Kg/cm2 y 20° C respectivamente. El gas puede ser amargo si contiene productos sulfurosos y el carente de este, se denomina dulce. La composición promedio del gas natural en diversas zonas del país donde se extrae se presenta a continuación:

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En la tabla 1.3 se describen la composición del Gas Natural que se encuentra en México y las zonas en que se divide. COMPOSICION DEL GAS NATURAL EN MEXICO ZONA

CENTRO (1)

NORTE (2) SUR (3)

z COMPUESTO

PESO MOLECULAR FRACCION MOL

SURESTE (4) MARINA(5)

% MOL

PESO MOLECUALR DEL COMPUESTO

% MOL

% MOL

% MOL

% MOL

METANO (CH4)

16

0.874

87.4

13.98

96.1

92.3

89.6

94

ETANO (C2H5)

30

0.093

9.3

2.79

3.4

6.3

7.1

3.9

PROPANO (C3H8)

42

0.028

2.8

1.17

0.4

1.4

1.5

1.8

N-BUTANO (nC4H10)

58

0.002

0.2

0.116

-

-

0.2

0.2

ISOBUTANO (I C4H10)

72

0.001

0.1

0.058

-

.

0.1

0.1

ISOPENTANO (I C5H14)

84

0.001

0.1

0.072

-

-

-

-

HEXANO ++ PESADOS (C6H14)++ PESADOS

44

0.084

-

-

-

-

0.1

-

-

-

-

TRAZAS

-

17.24

17.27

17.14

DIOXIDO DE CARBONO (CO2) ACIDO SULFURICO(H2S)

PESO MOLECULAR (g/gmol)

TRAZAS 18.27

16.61

TABLA 1.3 Composición de Gas Natural en México

PESO MOLECUALR El peso molecular del gas natural varia de acuerdo a la composición. Se calcula de acuerdo con la siguiente formula:

Donde: Mg = Peso molecular promedio del gas M = Peso molecular de cada componente. X = Fracción mol de cada componente 1,2...n= componentes de la mezcla de gas.

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Densidad La densidad de un gas es la masa por unidad de volumen. La densidad del gas natural se determina sumando cada una de las densidades de sus componentes con respectivas presiones parciales, fracciones molares o porcentajes de la mezcla, empleando la siguiente formula:

Donde: Dg = Densidad del gas natural. X = fracción mol de cada componente. D = Densidad de cada componente 1,2,…,n = Numero de componentes en el gas natural. Densidad Relativa o Gravedad Específica. La densidad relativa expresa la característica del gas, ya sea mas pesado o mas ligero con referencia al aire o cualquier otro gas en un numero abstracto. Es la relación del peso molecular de un gas con relación al peso molecular del aire bajo las mismas condiciones de presión y temperatura. SG (g) = 1.0 SG (g) = Densidad r

Donde: SG (a) = Densidad relativa del gas. Mg = peso molecular promedio del gas. Ma = peso molecular del aire.

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VISCOSIDAD DEL GAS Es un valor que determina la resistencia del gas al esfuerzo cortante, es decir, la resistencia interna que el gas ofrece al movimiento. La viscosidad es uno de los factores que afectan el flujo del gas natural a través de los gasoductos, tuberías, siendo de gran importancia para determinar el número de Reynolds y el coeficiente de fricción en la transmisión del gas en condiciones de altas presiones. La viscosidad esta en función de la temperatura, presión y composición molecular del gas. CAPACIDAD CALORIFICA Se define as a la cantidad de calor necesaria para elevar la temperatura por unidad de masa de una sustancia un grado. Por lo que el calor específico es el número de calorías requeridas para elevar un grado centígrado la temperatura de un gramo de sustancia. PODER CALORIFICO. El poder calorífico del gas natural es la cantidad de energía calorífica que se libera cuando se quema con oxigeno o aire, la unidad de calor empleada es la caloría (cal). En la practica la unidad de volumen para medir y facturar el gas natural es el metro cúbico, por ello la unidad de poder calorífico esta dada en kilocalorías por metro cúbico (Kcal/ m3) de gas. El gas natural se mide en condiciones normales de Petróleos Mexicanos, o sea a 1 Kg/ m3 de presión absoluta y 20° C de temperatura. Un metro cubico de gas natural contiene 8486 Kilocalorías de poder calorífico total, que se puede definir como la suma de los calores de combustión de todos los componentes contenidos en el gas natural, considerando que los productos de la combustión son llevados a la temperatura base de 18° C. en estas condiciones, el agua producto d la combustión cede su calor latente de vaporización, el cual se considera dentro del poder calorífico total. La diferencia entre el poder calorífico total y el calor de vaporización del agua formada por la combustión de ese gas se denomina poder calorífico neto, que es el calor realmente aprovechable por los equipos de combustión. Como ejemplo, se muestra la reacción química para la combustión del metano y que representa la combustión del gas natural.

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CALOR NETO =PODER CALORIFICO TOTAL – CALOR DE VAPORIZACIÓN

El calor latente del agua a 15.5° C y 1 atmosfera es de 267.1 Kcal. / Kg. o bien:

Sumando las ecuaciones (1) y (2) se tiene el calor neto de combustión cuando el agua se encuentra como vapor.

LIMITES DE FLAMABILIDAD Cualquier relación que se tenga con la industria del gas natural, requiere del conocimiento de los límites de flamabilidad. Son dos, el mas bajo corresponde a la concentración mínima del gas combustible para comenzar la combustión y el limite mas alto es la máxima concentración del gas que soporta la combustión, antes de provocar una explosión a condición de presión y temperatura especifica en función de la cantidad de oxigeno requerida. Los límites de flamabilidad para mezclas gaseosas pueden obtenerse en base a los límites de los componentes puros que lo integran. LEY DE LOS GASES IDEALES

V = Volumen total ocupado por el gas real. Z = factor de compresibilidad del gas, s/u N = Número de moles del gas (peso molecular promedio), lb/lb mol. R = Constante de los gases ideales en las unidades apropiadas. T = Temperatura absoluta del gas, °R P = Presión absoluta del gas, psia.

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El factor de compresibilidad es un número abstracto, independiente del peso del gas y dependiente de su composición, presión y temperatura especifica. En mezclas gaseosas el factor de compresibilidad esta en función de las presiones y temperaturas pseudo criticas de la mezcla de los gases puros (Ppc Y Tpc). FACTOR DE COMPRESIBILIDAD (Z) El factor de compresibilidad o desviación es un factor de corrección, que ajusta el volumen calculando con la ecuación de los gases ideales, convirtiéndose en el volumen real a determinada presión y temperatura del volumen que ocuparía si fuese perfectamente ideal. Para un gas ideal el factor de compresibilidad “Z” es igual a uno, para todas las temperaturas y presiones. Para el caso de los gases reales el factor de compresibilidad suele variar con ambas variables, y su desviación de la unidad es un índice del comportamiento ideal.

Forma típica del factor de compresibilidad “Z” en función de la presión a temperatura Constante. El factor de compresibilidad no es constante; éste varía con cambios en la composición, presión y temperatura. A bajas presiones la distancia entre las moléculas es considerable, y el factor de compresibilidad tiende a uno comportándose como un gas ideal, a presiones intermedias existe atracción molecular lo cual hace que el volumen real sea menor que el ideal y el factor de compresibilidad sería menor a uno, y a presiones altas las fuerzas repulsivas actúan, es decir, el volumen real es mayor que el volumen ideal y el factor de compresibilidad es mayor a uno. En varios estudios experimentales de gases reales o puros como el metano, etano y propano, éstos mostraron una relación entre sus factores de compresibilidad, “Z”, y la presión y la temperatura; se puede ver que las isotermas del factor de compresibilidad son muy semejantes, esto debido a la ley de estados correspondientes que establece: “Todos los gases reales se comportan similarmente (por ejemplo el factor Z) cuando son analizados en función de la presión reducida, volumen reducido y temperatura reducida”. Esta ley es más exacta si los gases presentan similares características moleculares, dentro de la ingeniería petrolera los gases que se manejan presentan características moleculares semejantes; es decir, están primariamente

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compuestos de moléculas de la misma clase de compuestos orgánicos conocidos como hidrocarburos parafínicos. Para poder entender más claramente las características de un fluido y el comportamiento de este bajo condiciones PVT es necesario ilustrarlo con un diagrama de fases que se presenta acontiniuación, para su clasificación en condiciones originales del yacimiento, definiendo primeramente algunos conceptos básicos como siguen:

Figura 1.3 Diagrama de Fases

Punto crítico: Es el estado en condiciones de presión y temperatura para el cual las propiedades que no dependen de la cantidad de materia, de la fase liquida y gaseosa son idénticas. Presión crítica: Es la presión correspondiente al punto crítico. Temperatura crítica: Es la temperatura correspondiente al punto crítico. Curva de burbuja: Es el lugar geométrico de los puntos de presión-temperatura, en los cuales se forma la primer burbuja de gas, al pasar de la región liquida a la región de dos fases. Curva de rocío: Es el lugar geométrico de los puntos de presión-temperatura, en los cuales se forma la primer gota de líquido, al pasar de la región de vapor a la región de dos fases.

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Región de dos fases: Es la región comprendida entre las curvas de rocío y burbujeo. Cricondenbara: Es la máxima presión a la cual pueden coexistir en equilibrio un líquido y su vapor. Cricondenterma: Es la máxima temperatura a la cual pueden coexistir en equilibrio un líquido y su vapor.

Figura 1.3.1 Diagrama de Fases

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VENTAJAS DEL USO DEL GAS NATURAL EN LA INDUSTRIA El empleo del gas natural en la industria trae consigo numerosas ventajas, que a continuación se mencionan: Abastecimiento ilimitado almacenamiento.

y

constante

sin

problemas

de

transporte

y

Permite el suministro directo de combustible al consumidor aminorando los costos de transporte mediante auto tanques y/o carro-taques. Facilidad absoluta de operación, no requiere de equipo de bombeo al suministrarse a la industria. Mejor control de la combustión, con el siguiente ahorro de combustible. Ausencia de azufre, aumentándose sustancialmente la vida útil del equipo disminuyendo los costos por mantenimiento. Pureza del gas natural, cualidad que en muchas ocasiones es indispensable para la producción de artículos de calidad (industria de vidrio, acero, hornos de cal alimentos etc.) No necesita calentamiento previo, por lo tanto esta exento de erogaciones significativas por concepto de consumo de vapor. Se puede adaptar fácilmente a los equipos automáticos de control empleados en la industria. No contiene tóxicos, ni producen humo durante su combustión. Se tiene un alto aprovechamiento de su poder calorífico neto. Ahorra la inversión en tanques de almacenamiento.

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DUCTOS CONCEPTOS GENERALES Tubo.- pieza, hueca, generalmente cilíndrica, mas larga que gruesa, destinada para varios usos, para este caso se usará para la conducción de productos derivados del petróleo (gas natural) generalmente de materia resistente como es el acero. Ducto.- Selecciones de tubo generalmente metálico cuya unión es hecha por soldaduras metálicas a fin de al metal base, con la unión de las secciones de tubo, por lo que para este caso se llamara como ducto de conducción. Incluye diversas partes y componentes necesarios que intervienen dentro de su construcción y, posteriormente, en su operación tendrá estos equipos: instrumentación, válvulas, bridas, accesorios, dispositivos de seguridad y alivio. La construcción de ductos para el transporte de derivados del petróleo pueden ser hechos en diferentes circunstancias geográficas como: A nivel de piso, enterrada, con diferencia de nivel, cruce de ríos, lagos o mar adentro. Para poder mover el producto o transferir este a través del ducto, es necesario contar con estaciones de bombeo intercaladas entre los dos puntos a donde se pretende mover el fluido, para el caso de movimientos de productos en estado gaseoso se utilizarán turbinas. El número de estaciones de recompresión, dependerá de la distancia total a donde se enviará el producto así como de la potencia de cada uno de los compresores que esta en función de las siguientes características: propiedades físicas y químicas del producto principalmente de su viscosidad, del diámetro de la tubería y su resistencia mecánica y principalmente de los obstáculos geográficos que se presenten en la trayectoria desde el punto de envío hasta el punto de recibo. Las tuberías que conducen el petróleo y sus derivados constituyen uno de los recursos más importantes con los que cuenta la industria petrolera, debido a que estos se conducen de manera confiable, con seguridad por los diversos lugares geográficos por donde pasa el ducto, y su operación es en forma seguro con base en los programas de movimientos de productos. Los ductos reducen en gran manera las pérdidas que por el manejo de productos se hace durante la transferencia del mismo, consecuentemente se minimizan los contaminantes emitidos a la atmosfera en relación de uno u otro tipo de transporte, estos pueden trabajar en cualquiera que sean las condiciones atmosféricas en la

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trayectoria del ducto, este medio de conducción resulta más eficaz y eficiente que los medios de transporte marítimos, terrestre (carreteras y vías férreas). Antes de la expropiación, los expertos mexicanos debatieron sobre la necesidad de que hubiera oleoductos petroleros y gasoductos para uso público, como una manera de fomentar la participación de capitales independientes en la industria. Las empresas exportadoras de petróleo antes del 18 de marzo de 1938, tenían oleoductos y gasoductos para el manejo de crudo y el gas natural, siendo tan poco el volumen a trasportar que los ductos que conducían productos terminados, en los informes no aparecían identificados como tales. La mayor parte de los ductos construidos conducían el petróleo hacia las costas más cercanas para poder enviar los productos a otros países. Era tanta la demanda que en la parte sur que separa la Laguna de Tamiahua del Golfo de México que no se contaba ni siquiera con una modesta instalación portuaria, en algunas ocasiones se instalaron boyas de carga mar adentro. Aparte de la expropiación la empresa nacional se ve en la imperiosa necesidad de construir e incrementar el número de ductos para poder enviar los diversos productos en forma confiable a los centros de consumo y procesamiento cuya demanda crecía en forma acelerada. Los ductos se clasifican generalmente de acuerdo a los productos que transportan: Oleoductos: Tuberías para el transporte de petróleo crudo. Gasoductos: Para el transporte de hidrocarburos en estado gaseoso. Poliductos: Transportan gasolinas, queroseno, diesel y/o productos con propiedades físicas muy similares. Combustóleoductos: Combustóleos ligeros. Ductos petroquímicos: Aquellos que conducen productos derivados del petróleo y que son elaborados en las plantas petroquímicas y que suelen asumir el nombre del producto como por ejemplo: amonio ducto, etileno ducto entre otros.

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CARACTERISTICAS GENERALES DE LA TRANSPORTACION POR DUCTOS. Los ductos son económicos en su manejo y operación, pero su inversión inicial es muy fuerte. Con el uso de estos se evitan pérdidas del producto por el trasvase, se tiene alta seguridad en el manejo de los productos así como con el cumplimiento de la entrega de los mismos de acuerdo a los programas de movimiento de producto. Construcción: Los ductos pueden ser construidos sobre tierra firme (en forma superficial u oculta), en el lecho de ríos o en el mar depositándolos en el fondo. Su construcción puede ser de diversos diámetros comerciales y la longitud de cada tramo de tubería varia entre los 10 y 15 metros de longitud, la tubería puede ser con o sin costura dependiendo de la especificación que se indique en la construcción y el trazo del ducto, sin embargo la normatividad, exige que para transporte de gas se utilice tubería sin costura. Los tramos de tubería puede ser biselada o roladas en los extremos, crecerán en trayectoria deseada aplicando soldaduras. Prueba hidrostática: Esta se lleva a cabo usando agua dulce, neutra y libre de partículas en suspensión, que no pasen por una malla de 100 hilos por pulgada, si se efectúan esta prueba con un destilado, se debe considerar lo siguiente. Que la temperatura de inflamación del líquido sea superior de 41°C, que todo el sistema este localizado fuera de cualquier población, la presión de prueba debe ser aquella que produzca un esfuerzo tangencial de 90% de la resistencia mínima especificada en la cedencia correspondiente. Generalmente se usan las siguientes formulas:

P=Presión de prueba en (lb/in2) Sc= Resistencia mínima especificada la cedencia (lb/in2) 0.9=Eficiencia de la junta adicional t= 0.6 para diámetros menor o igual a 10.16 cm 0.8 para diámetros mayores.

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D= Diámetro nominal exterior (in) Nota: Para la prueba en tubería se realiza en dos fases: La prueba hidrostática de la tubería, a una presión de no mayor de 7.03 Kg/cm2 (100 lb/in) y se aceptan como satisfactoria si los cambios de presión son únicamente los atribuidos a los estabilización de la misma presión o a cambios de la temperatura ambiental. PROTECCION DE TUBERÍAS. Todas las tuberías, principalmente las de conducción y las troncales, deben protegerse contra deslaves, inundaciones, suelos inestables, deslizamientos y de cualquier otro riesgo que pueda desplazarlas o someterlas a cargas extremas anormales. Todas las tuberías que se construyen sobre la superficie de terreno, deben protegerse contra los daños que puedan causarle en un año el transito de vehículos o cualquier otro agente externo, ya sean colocando a una distancia segura de las vías de comunicación o resguardándolas con barreras (derecho de vía). Si la tubería es diseñada para operar con esfuerzos tangenciales del 50% o más de la resistencia mínima especificada a la cedencia del material, no se debe soldar directamente al tubo, soportes o refuerzos de apoyo. Generalmente para soportar las tuberías, se usan anclas en curva. OPERACIÓN Su operación es fácil, para su control se cuenta con la instrumentación que permite verificar en forma constante la presión, temperatura, flujo, y gravedad especifica del producto que fluye por el ducto, dentro de las verificaciones se deben efectuar también los niveles de almacenamiento que tienen los tanques adonde se envía el producto que se maneja dentro del ducto. INSTRUMENTACION LOCAL Y SU LOCALIZACIÓN Transmisores de presión en la succión de los compresores, indicador de presión antes de los filtros, indicadores de presión diferenciales antes y después de los filtros, indicador de temperatura; también cuenta con indicador de presión en la descarga de los compresores así como transmisores de presión diferencial, gravitómetro con transmisor indicador de densidad para notificar los cambios de producto. El tablero principal de operación se localiza en la estación de compresión así como su oficina de control, este tablero presenta los siguientes indicadores que

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controlan la operación del ducto, registradora de presión con indicación de presión en succión y descarga de los compresores, registradora de flujo, registradora de densidad con toma en el porta orificio y que recibe señales de gravitómetro. También se cuenta con un cuarto eléctrico donde se localizan los arrancadores y transformadores que suministran la energía eléctrica a la estación de recompresión.

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MANTENIMIENTO EN LOS DUCTOS. Este mantenimiento se lleva bajo un programa en todos los equipos, tuberías e instrumentos ubicados a lo largo de todo el ducto, este mantenimiento se realiza en los compresores, turbinas y motores eléctricos o en este caso con turbinas, así como en los equipos de radiocomunicación, teléfonos y de audio que se tienen en las estaciones. Atendiendo al control mecánico del gasoducto, los instrumentos se catalogan en tres grupos: a) Los que no actúan con ningún mecanismo como las alarmas siendo estos los manómetros, indicadores de flujo. b) Instrumentos de seguridad o accesorios como válvulas controladoras de presión, válvula de seguridad. c) Instrumentos de control, medidores de flujo y presión. Inspección Directa. Con la finalidad de localizar y dimensionar los defectos en un ducto para evaluar el riesgo de falla y poder determinar el tipo de reparación, se requiere de inspecciones no destructivas, siendo las recomendadas: Inspección Visual Se recomienda la aplicación de este método para detectar y dimensionar defectos en la superficie exterior de la pared del ducto, siempre que ésta se encuentre al descubierto, ya sea por ser instalación aérea o por la práctica de excavación o inspección submarina, previa remoción del recubrimiento si este es de un grosor tal que impida la observación de la superficie. Los defectos detectables por Inspección Visual incluyen: picaduras, abolladuras, entallas, fugas, defectos externos de uniones soldadas, anomalías en soportería, deformaciónes, pliegues, defectos de recubrimiento, vibración y contacto físico con cuerpos y estructuras ajenas al ducto. Líquidos Penetrantes Este método permite detectar ubicar y dimensionar discontinuidades superficiales en conexiones de accesorios y juntas soldadas de tuberías, como poros, picaduras y entallas agudas.

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La superficie a inspeccionar y las áreas adyacentes, deben limpiarse a metal blanco con chorro de arena y/o herramienta mecánica y posteriormente lavarse con agua para eliminar contaminantes como, aceite, grasas, polvo, oxidación, pintura, entre otras, ya que estos contaminantes obstruyen o bloquean las grietas; cuando la superficie del área a inspeccionar se encuentra seca se aplica en forma homogénea el líquido penetrante quedando expuesto durante 5 minutos evitando el secado de este sobre la superficie. La aplicación se efectúa con aerosol de acuerdo a los requerimientos del código ASME. Una vez transcurrido el tiempo de penetración indicado se limpian con solvente y/o agua los excedentes para proceder a la aplicación del liquido revelador; el liquido revelador es un polvo en suspensión que se aplica con aerosol en forma de roció formando una capa delgada y uniforme que permite un contraste de fondo o sangrado con el liquido penetrante. Inspección Indirecta. Para ductos donde no es posible inspeccionar directamente ya sea por las condiciones ambientales, tiempo o cantidad de ductos a inspeccionar, se opta por equipos especiales como lo son el equipo instrumentado de inspección interna y el vehículo operado a control remoto. Vehículo Inteligente de Inspección Interna El uso de vehículos inteligentes (diablo instrumentado), se inició a finales de los 70´s aumentando su utilización en los últimos años; La capacidad de inspección de contratistas de equipos de inspección interna ha mejorado debido a los progresos en tecnología de sensores y en la informática. A pesar de todos los progresos en el diseño mecánico de los equipos, la tecnología de inspección con vehículo inteligente no debe verse como infalible ya que cada herramienta tiene limitaciones en su capacidad de inspección que deben ser consideradas. Respecto a la frecuencia de inspección con vehículo inteligente, ésta dependera de la filosofía de inspección, de las condiciones de operación y de la geometría del ducto; ya que en su mayoría los ductos marinos no fueron diseñados para ser inspeccionadas interiormente con vehículos inteligentes. Existen varias técnicas disponibles para inspeccionar el interior de los ductos; sin embargo cada técnica o herramienta tiene limitaciones en su capacidad de inspección que deben ser atendidas. El tipo de vehículo inteligente elegido dependerá del propósito de la inspección así como de los datos esperados de la misma. Aunque ocasionalmente los objetivos de la inspección de tuberías con

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vehículo inteligente pueden variar; en general, el propósito principal del operativo es detectar la pérdida de metal. Las técnicas aplicadas para detectar las pérdidas de metal en tuberías son: • Fuga de Flujo Magnético (MFL). • Ultrasonido • Corriente de alta frecuencia • Corriente campo remoto. Aunque ocasionalmente los objetivos de la inspección con vehículo inteligente pueden variar, en general, la perdida de metal es lo que mas le preocupa a los operadores de sistemas de tuberías. Protección Interior En los ductos de acero utilizados para el transporte de hidrocarburos, es necesario establecer un programa de evaluación y control para minimizar los daños originados por la corrosión en el interior de las tuberías. Del fluido que se transporta se debe conocer su calidad, conociendo entre otros contaminantes, los siguientes: Bacterias, Dióxido de carbono, Cloruros, Ácidos orgánicos, Oxígeno, Sólidos ó precipitados, Parafinas, Agua, Sales o incrustantes, Ácido sulfhídrico y derivados del azufre. La protección interior de un ducto es considerada desde la ingeniería de diseño, la cual en algunos casos incluye el tratamiento con inhibidores de corrosión, incluyendo el suministro, instalación y operación del equipo y accesorios necesarios, el tratamiento de fluidos antes de entrar al ducto, incrementar la frecuencia de la limpieza interior mediante corrida de “diablos”, recubrimiento interior del ducto o la combinación de estos métodos. El ducto debe diseñarse de tal forma que el intervalo de velocidad del fluido varíe entre los límites que causen el menor daño por abrasión. El limite inferior más conveniente es el que mantenga en suspensión las impurezas evitando así la acumulación de materiales abrasivos dentro del ducto y el límite superior de la velocidad es aquel en el cual sean mínimos los fenómenos de corrosión-erosión y cavitación.

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El flujo intermitente debe evitarse, sin embargo si no es posible, debe considerarse una velocidad de operación tal que el fluido arrastre el agua y sedimentos acumulados en las partes bajas del ducto durante el tiempo que permaneció empacado. Si desde esta etapa se sabe, por la naturaleza del fluido a trasportar, de la posibilidad de la acumulación de sedimento, agua o materiales corrosivos, además de las trampas de “diablos”, se deben implementar equipos y dispositivos necesarios para la limpieza del ducto como filtros, separadores, desfogues, entre otros. También se evita desde el diseño, sitios confinados, asociados con bridas ciegas, codos, uniones laterales, por enumerar algunos. Es conveniente incluir trampas, venteos y drenajes en donde se acumulen los contaminantes corrosivos y estar así en posibilidades de eliminarlos periódicamente. Cuando se tenga la presencia de agua en el hidrocarburo se debe considerar la deshidratación del fluido, de tal forma que el contenido de agua sea aceptable. Cuando el oxígeno sea el causante de la corrosión interior. Se debe considerar la eliminación de aire del fluido y el sistema del ducto se diseñará de tal forma que no haya entrada de aire. Si desde el diseño se prevé la necesidad de dosificar inhibidores de corrosión, secuestrantes de oxígeno o bactericidas, deben incluirse los dispositivos de dosificación necesarios. Otra consideración que debe hacerse desde la ingeniería conceptual de diseño como solución al manejo de fluidos que contienen contaminantes corrosivos, es la del empleo de recubrimientos interiores, complementado con inhibidores que actuarán en áreas en donde el recubrimiento pudiese tener poros o en zonas próximas a la soldadura de campo. La dependencia operativa que entregue el producto a transportar por el ducto, será responsable de que éste contenga el mínimo de elementos corrosivos de acuerdo a las especificaciones fijadas en el diseño; existen tablas que muestran los límites máximos permisibles para algunos productos. Recubrimiento Interior de Ductos. El recubrimiento interior de ductos debe considerarse como otro recurso para el control de corrosión interior, ya que proporcionará una barrera física entre el acero y el fluido transportado. También se considera una solución en áreas especiales como en cabezales de estaciones o líneas de descarga de pozos de diámetro tal que no sea factible o económico usar alguna otra técnica de control de corrosión.

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El recubrimiento seleccionado deberá ser resistente al ataque del fluido y de sus contaminantes corrosivos o inhibidores, además deberá ser compatible con el fluido. Mantenimiento Correctivo Con las actividades correctivas se logra restablecer la integridad de los ductos y ampliar su vida útil. La decisión de reparar un ducto está en función de la severidad del defecto presente por lo que es necesario conocer las formas de daño en las tuberías Principales formas de daños en tuberías submarinas A continuación se presentan las categorías de clasificación de defectos típicos de las tuberías de recolección y transporte de hidrocarburos.

TABLA1.4 Clasificación de Defectos en Tuberías.

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CAPITULO II DISEÑO DE DUCTO

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Para entender de una mejor manera lo que se quiere explicar en este trabajo tesis, se realiza una ejemplo del diseño de un ducto que transporta gas natural el estado de Chiapas que parte de Cactus su destino es la terminal almacenamiento y distribución de Tapachula; para realizar este diseño necesita definir las variables a trabajar que a continuación se enumeran:

de en de se

Perfil topográfico. Material con el que trabajara. Flujo volumétrico. Diámetro y espesor del ducto, optimo y económico. Reynolds. Factor de fricción. Panhandle B (Ø mayores de 24”). Presión de operación (Ec. Barlow). Factor de diseño. Presión máxima de operación. Caídas de presión. Número de estaciones de compresión. Número de accesorios. Obras especiales. Planteamiento del Problema. Se necesita transportar 300, 000,000 ft3/día de gas natural de Cactus Chiapas como destino se tiene la terminal de distribución de Tapachula en el mismo estado de Chiapas. Trazando la ruta mas conveniente de esta manera se conoce la longitud total, se trabajará con acero comercial sin costura especificaciones API std L-X52 para el ducto en la siguiente tabla se explica las características de este, el diámetro que se usa es supuesto ya que se iterará para conocer el real el que se utiliza es de 32 pulgadas.

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En la tabla 2.0 y 2.1 se muestran las composiciones y características físicas del tubo como lo marca el estándar API.

Tabla 2.0 Composiciones del material.

Tabla 2.1 Características físicas del material.

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Perfil Topográfico En el siguiente esquema (figura 4) se muestra el perfil topográfico y el mejor recorrido para el ducto.

Figura 4 Perfil Topográfico

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DATOS Q

= 3471.483

Øsup = 32 in (2.66 ft) µDin

=

0.00479

=

0.62

CALCULO DE REYNOLDS

Se obtiene el valor de la densidad. 0.62 Conociendo el diámetro de la tubería se puede conocer el área.

Se obtiene la velocidad

Se tiene como dato la viscosidad dinámica pero para efectos de este cálculo se necesita la viscosidad cinemática, realizando la conversión de esta manera:

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Teniendo las variables completas se calcula el Reynolds

Con este cálculo y se sabe como se comporta el flujo, en este caso es turbulento. Se calcula la rugosidad y el factor de fricción así se conocen hipotéticamente estos valores después se comparan con los de la grafica de Moody. Tabla 2.2 valores de la rugosidad del acero comercial Material

Rugosidad, ε (m)

Rugosidad, ε (ft)

Cobre, latón, plomo (tubería)

1.5 x 10-6

5 x 10-6

Hierro fundido: sin revestir

2.4 x 10-4

8 x 10-4

Hierro fundido: revestido de asfalto

1.2 x 10-4

4 x 10-4

Acero comercial o acero soldado

4.6 x 10-5

1.5 x 10-4

Hierro forjado

4.6 x 10-5

1.5 x 10-4

Acero remachado

1.8 x 10-3

6 x 10-3

Concreto

1.2 x 10-3

4 x 10-3

Con este valor se obtiene la rugosidad relativa del acero.

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Ahora se obtiene el factor de fricción

Teniendo los valores se corroboran con el diagrama de Moody

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DIAGRAMA DE MOODY Permite determinar el valor del factor de fricción f a partir de Re y ε/D de forma directa. Es una representación log - log del factor de fricción f frente al Re, tomando como parámetro ε/D.

Figura 5 Con este diagrama se observa el comportamiento de un fluido.

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Se calcula el espesor del tubo con la ecuación de Barlow

Donde: PMO = Presión máxima de operación (lb/in2) Ø

= Diámetro exterior nominal de la tubería (in)

SMYS = Esfuerzo de cedencia mínimo especificado (lb/in2) = Factor de capacidad permisible por presión interna de diseño

Fcp

El factor de capacidad permisible se determina de la siguiente manera:

Donde: Factor de diseño por clase de localización que depende del tipo de fluido transportado, ver tabla para gas.

Clasificación por clase de localización

Factores de diseño ( )

Clase 1

0.72

Clase 2

0.60

Clase 3

0.50

Clase 4

0.40

De acuerdo con la NRF-030-PEMEX-2009 el área unitaria debe de ser la base para determinar la clasificación por clase de localización en ductos que transportan gas. La clasificación se debe determinar de acuerdo con el número de construcciones localizadas en esta área unitaria. Para propósito de esta norma, cada vivienda o sección de una construcción destinada para fines de ocupación humana o habitacional se considera como una construcción por separado. Por causas de este proyecto se tomara la clase de localización 2.

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Clase de localización 2: Corresponde a aquella tubería que en su área unitaria se tienen mas de 10, pero menos de 46 construcciones destinadas a ocupación humana. Factor de diseño por temperatura ver tabla.

Factor de Diseño ( )

Temperatura °C 121 o menos 149 177 204 232

°F 250 o menos 300 350 400 450

1.000 0.967 0.933 0..900 0.867

Factor de junta longitudinal ver tabla.

Tipo de Tubería

Factor de junta longitudinal(

Soldadura longitudinal sin costura (SAL)

1.0

Soldadura por resistencia eléctrica (ERW)

1.0

Soldadura helicoidal por arco sumergido(SAWH)

1.0

)

Estos valores son predeterminados por las empresas dedicadas a la fabricación de tubos. Al Conocer los datos calculamos el factor de capacidad permisible por presión interna de diseño.

A continuación se calcula el espesor del tubo el cual debe tener un espesor mínimo de pared requerido para soportar los esfuerzos producidos por las fuerzas ejercidas por la presión interna.

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El significado de este valor es neto pero el ducto se va a calcular para 20 años así que se debe incluir el factor que es 0.625 milésimas de pulgada, ya teniendo el resultado se podrá calcular la presión de diseño máxima interna.

Al resultado obtenido del espesor neto se le agrega el 5% ya que es el factor de seguridad.

Este valor es el espesor real del ducto. Conociéndolo se puede calcular el valor de la presión de diseño.

Con los datos obtenidos hasta el momento se puede calcular la presión final de operación del ducto (P2) con la ecuación de Panhandle B que es para diámetros mayores de 24 pulgadas teniendo ambas presiones se podrá conocer el valor real del diámetro.

Donde: Q = Volumen de gas (ft³/día); en condiciones base Po y To To = Temperatura base, este caso 20° C Po = Presión base, en este caso 14,2234 lb/pg² Ø = Diámetro interior de la tubería en plg P1 = Presión al inicio del ducto en lb/in²abs (descarga de estación) P2 = Presión al final del ducto en lb/in²abs, llegada al siguiente punto (succión)

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G = Gravedad relativa del gas (aire =1) sin unidades Tf = Temperatura media de flujo en ° R L

= Longitud de la tubería en millas

E

= Eficiencia, expresada en porciento, para tuberías nuevas se asigna 0.92

Este valor se sustituye en la ecuación de Panhandle B para conocer el valor real del diámetro ya que con el que se había trabajado es supuesto.

El valor se seguira ocupando para este ducto será de 32 pulgadas ya que no afecta el calculo. Conociendo las dos presiones se calculan las caídas de presión en la longitud total del ducto.

Donde: Psuc = Presión de succión del ducto lb/in2 Pfin = Presión final del ducto lb/in2

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Nota: El valor de

es el que se usa normalmente en la succión de un

compresor. En la trayectoria del ducto se necesitan estaciones de compresión para manejar el gasto con ese diámetro.

Sustituimos

No se tiene ningún problema en tener solo una estación de bombeo ya que en el perfil topográfico no se tienen alturas. VALVULAS DE SECCIONAMIENTO La NOM-002-SECRE 2003 dice que cada 35 Km debe de haber accesorios en nuestro caso válvulas por lo tanto se conoce la longitud total de este ducto, se puede realizar el calculo.

Se debe de tomar en cuenta que en la trayectoria existen ríos, vías de ferrocarril, viales, ciudades pequeñas y grandes. De acuerdo a la norma ya mencionada se deben colocar 2 válvulas por cada lugar ya mencionado (entrada y salida). En ciudades grandes se coloca una cada 5km, como es el caso de Tuxtla Gutiérrez, Reforma Chiapas, Tonalá, Pijijiapa a Tapachula. En la siguiente tabla 2.3 se observa la relación entre los lugares y las válvulas a utilizar.

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Lugar Ríos

N° de Lugares 35

Total de Válvulas 72

Carreteras

5

22

Vías Férreas

3

14

Ciudades grandes

5

10

Ciudades pequeñas

13

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TABLA 2.3 Número de válvulas a utilizar.

El total de válvulas que se requieren será 146 ya que por seguridad a la población no se debe escatimar precios. Respecto a las trampas de diablo se necesita una en cada estación de compresión; en este caso se tiene una, se debe seccionar el ducto cada 150 Km de acuerdo con las empresas que prestan el servicio de diablos, para reparaciones, ya sea de diablos o válvulas. Se necesitarían 3 ya que la longitud total es 400km. Sin embargo se debe estar seguros que no haya puntos intermedios que nos puedan generar una acumulación de detritos o líquidos acumulados que puedan afectar el paso del diablo, en tales casos se coloca una más.

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CAPITULO III CORROSIÓN

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En las instalaciones al igual que en la mayoría de las industrias cuyas estructuras están principalmente constituidas por partes metálicas, se presenta el fenómeno de la corrosión; Esto se describe como el ataque destructivo de un metal por reacción química o electroquímica con su medio ambiente. Este problema causa importantes pérdidas de materiales derivados de la reposición total de estructuras o de retrasos en la producción por reparaciones, y con esto, pérdidas económicas Las medidas preventivas tomadas para controlar la corrosión consisten, fundamentalmente en: 1) Sistemas a base de protección catódica: Son sin duda el método más eficiente para controlar la corrosión en estructuras enterradas o inmersas en un electrolito. Estos sistemas de acuerdo a su forma de operar, se clasifica como de corriente impresa y por ánodos de sacrificio. 2) Sistemas protectores con recubrimientos anticorrosivos: Se utilizan principalmente para formar una barrera física entre el ambiente corrosivo y la estructura a proteger. Su uso más extendido es en elementos metálicos expuestos a la atmosfera. 3) Inhibidores de corrosión: Son sustancias que, adicionadas en pequeños concentraciones al medio corrosivo, disminuyen eficazmente la velocidad de corrosión. Este método reconoce su principal campo de aplicación en el interior de tuberías, tanques y equipos de proceso. TECNICAS PARA CONTROLAR LA CORROSIÓN PROTECCIÓN CATODICA La protección catódica consiste en obligar a la estructura a funcionar como cátodo en una celda de corrosión, mediante la manipulación y/o modificación de factores electroquímicos. Los recubrimientos anticorrosivos que eliminan metal-medio, han tenido un gran desarrollo, ya que permiten, por lo sencillo de su aplicación, lograr fácilmente el recubrimiento idóneo para cada uso o agente agresivo; sin embargo ningún recubrimiento es capaz de garantizar una película totalmente libre de poros o discontinuidades, sobre todo, por los daños mecánicos que se ocasionan durante el manejo de la estructura. Las fallas o discontinuidades del recubrimiento no son significativas cuando la estructura esta expuesta a un ambiente poco corrosivo pero, en un medio electrolítico como suelos húmedos o agua, generan una corrosión localizada que provoca daños en la estructura conocida como “pitting” o picadura. La protección de estas áreas, se realiza mediante un sistema de protección catódica, método electroquímico, es decir, se caracteriza por la

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aplicación de una corriente eléctrica dentro del medio corrosivo o bien, a la estructura con respecto al medio. La protección catódica y el fenómeno de corrosión electroquímica se desarrollan según los mismos fundamentos teóricos de una pila seca, como la que se muestra en la figura 3.0, cuando el interruptor del circuito este abierto no existe flujo de corriente y las paredes de zinc se mantienen intactas; cuando el interruptor se cierra, se produce un flujo de corriente desde la terminal positiva hacia la negativa y un flujo de electrones en sentido contrario; los electrones al llegar a la superficie de la barra de carbón se unen con los iones positivos presentes en el electrolito, completándose así el circuito eléctrico. Al ceder electrones se genera corriente desde las paredes de zinc, produciéndose pérdida de metal u oxidación, mientras que la barra de carbón se mantiene íntegra y ocurre el fenómeno conocido como reducción. A la pila seca también se le denomina celda galvánica, en la cual la barra de carbón es el cátodo y el zinc es el ánodo.

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Para considerar protegida catódicamente una estructura de acero, existen diversos criterios de potencial en la estructura- electrolito, entre los que destacan respecto a la tabla 3.1: -0.85 volts referidos a una media celda de cobre/sulfato de cobre Modificar de 0.25 a 0.30 volts, en dirección negativa, el potencial natural con el método de corrientes mínimas. Modificar 0.10 volts, en dirección negativa, el potencial determinado con el método de corrientes mínimas. Estos potenciales pueden referirse a distintos electrodos de referencia, en cuyo caso se deben considerar los siguientes valores. Potencial Equivalente ELECTRODO O MEDIA CELDA

POTENCIAL EQUIVALENTE ESTRUCTURA/ELECTROLITO -0.85

Cobre/Sulfato de cobre -0.84 Plata/Cloruro de plata (1) -0.80 Plata/Cloruro de plata (2) -0.778 Calomel saturado -.0818 Calomel 1.0 normal -0.871 Calomel 0.1 normal +0.25 Zinc puro (1) En solución 0.1 de Cloruro de potasio (Kcl). (2) En agua de mar con resistividad de 20 (ohm-cm) (3) El potencial de -0.85 volts, referidos a cobre/sulfato de cobre, es el criterio que se debe emplear en los diseños usuales, otros criterios se usarán en casos específicos como estructuras, pobremente recubiertas o en sitios de muy alta resistividad. Respecto a potenciales máximos de protección. Se acepta, para líneas enterradas recubrimientos con esmaltes de alquitrán de hulla, el valor de -2.5 volts, esta referido a cobre/sulfato de cobre. Este valor es función, básicamente, del recubrimiento y el electrolito en que está inmerso.

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CORRIENTE IMPRESA Uno de los métodos para aplicar protección catódica es el denominado como corriente impresa, en el cual se imprime corriente al circuito formado por la estructura a proteger, el lecho anódico y el cableado, mediante fuentes externas de corriente directa. El arreglo general de un dispositivo de protección catódica se muestra en la figura 3.1. Estructura a proteger.- En la figura se representa un ducto, aunque puede ser un tanque de almacenamiento, pilotes, cualquier estructura metálica; es condición que se encuentre alojada en el seno del electrolito en que se instala el lecho anódico. El electrolito puede ser suelo, agua de mar, marisma, pantano entre otros. La estructura a proteger se conecta al polo negativo de la fuente de la corriente directa. Fuente de corriente directa.- Este dispositivo suministra la potencia necesaria para hacer circular la corriente de protección requerida por la estructura, venciendo la resistencia total del circuito. Estos dispositivos, dependiendo de los recursos disponibles en su lugar de instalación, pueden ser accionados por corriente alterna, motores de combustión interna, celdas solares, generadores eólicos o por medios térmicos. Lecho anódico.- Es un agrupamiento de elementos llamados ánodos, que pueden estar formados de grafito, hierro-silicio, plomo-plata, platino o algún otro material inerte, cuya función es drenar corriente al electrolito para que por medio de este se cierre el circuito. Este dispositivo se conecta al polo positivo de la fuente de la corriente directa, con lo que actúa como ánodo del sistema. Su dimensionamiento se efectúa con base en la cantidad de corriente a drenar y a la resistividad del electrolito, el material se define de acuerdo al medio en que se aloja. Cableado.- La estructura, la fuente de corriente directa y el lecho anódico requieren interconectarse eléctricamente, ya que es una condición básica para un proceso catódico, misma que se consigue con el cable de cobre, cuyo calibre dependerá de la cantidad de corriente a manejar. Se prefiere cable doble forro polietileno-polivinilo ya que se aloja directamente en el terreno.

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Arreglo básico de dispositivo de protección catódica por corriente impresa

Figura 3.1 Protección Catódica por Corriente Impresa.

Las uniones cable-cable y cable- estructura se realizan con soldadura por aluminotermias, aislándolas posteriormente con resinas epóxicas o cintas plásticas. La principal ventaja de la corriente impresa es que, a partir de un punto de inyección de corriente llamado punto de drenaje, es posible proteger una cantidad significativa de estructura. En barcos, muelles y tanques permite manejar grandes volúmenes de corriente, necesarias para este tipo de estructura. La principal desventaja de estos sistemas es que requieren mantenimiento y ajustes de operación frecuente; por lo que su instalación en lugares remotos o inaccesibles no es recomendable.

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ÁNODO DE SACRIFICIO. Este tipo de protección catódica aprovecha las características electroquímicas de los materiales metálicos, que provocan un par galvánico al ponerse en contacto dos o más metales con diferente electronegatividad, corroyéndose el más electronegativo o anódico. Con base en su actividad electroquímica, los metales se ordenan en una clasificación que recibe el nombre de serie galvánica, pudiéndose referir su electronegatividad a distintos medios; la relación de potenciales de aleaciones comúnmente, utilizados, se muestran en la siguiente tabla SERIE GALVANICA MATERIAL

POTENCIAL (VOLTS)

MAGNESIO PURO (COMERCIAL)

-1.75

MAGNESIO ALEADO (6% Al, 3% Zn, 0.15% Mn)

-1.6

ZINC

-1.1

ALUMINIO ALEADO

-1.05

ALUMINIO PUR (COMERCIAL)

-0.8

ACERO AL CARBON (LIMPIO Y BRILLANTE)

-0.8

ACERO AL CARBON (OXIDADO)

-0.5

HIERRO FUNDIDO (GRIS)

-0.5

PLOMO

-0.5

ACERO AL CARBON EN CONCRETO

-0.2

COBRE, LATON, BRONCE

-0.02

HIERRO FUNDIDO ALTO SILICIO

-0.02

COSTRA DE LAMINACION EN ACERO

-0.02

CARBON, GRAFITO, COKE Tabla 3.2 Series Galvánicas.

0.3

Potenciales típicos, en suelos neutros y agua, medidos con respecto a un electrodo de referencia de cobre/sulfato de cobre. El arreglo general de un dispositivo de protección catódica por ánodos de sacrificio comprende como se muestra en la figura 3.2.

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1. Estructura por proteger: Al igual que por corriente impresa, puede ser un ducto, un tanque de almacenamiento, pilotes para muelles, etc. También es condición que se encuentre alojado en el seno del electrolito en el que se instala el lecho anódico. 2. Lecho anódico: En este caso el agrupamiento de ánodos al estar conectados directamente a la estructura a proteger, aprovecha las características electroquímicas de los materiales metálicos. Comercialmente se emplean distintas aleaciones de zinc, magnesio y aluminio como material anódico para estructuras de acero. 3. Cableado: El cableado es necesario para llevar a cabo la protección catódica por creación de un par galvánico. La principal ventaja de este sistema es que, adecuadamente instalado, no requiere mantenimiento ni ajustes de operación considerando además no necesita instalaciones. La influencia de estos sistemas es local, excediendo raramente el orden de las decenas de metros, por lo que es necesario un mayor número de drenajes y masas anódicas. DISEÑO PARA LINEAS ENTERRADAS. Como se ha mencionado antes se entiende por línea o ducto a una tubería que conduce productos, principalmente líquidos y gaseosos, mediante la aplicación de un gradiente de presión entre sus extremos. En la fabricación de líneas para conducir hidrocarburos se emplea el acero y en su desarrollo se protegen del ambiente alojándolas en cepas que posteriormente son cubiertas; dando origen a la denominación de líneas enterradas. El terreno es un electrolito que permite y en ocasiones favorece el proceso de corrosión, por lo que las líneas enterradas tienen siempre un recubrimiento protector; sin embargo, generalmente, éste no garantiza un aislamiento perfecto del medio electrolítico y se hace necesario recurrir a un sistema complementario basado en los principios de protección catódica.

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Arreglo básico de un dispositivo de protección catódica por ánodos de sacrificio

Figura 3.2Protección Catódica por Ánodos de Sacrificio.

Para proteger catódicamente una línea enterrada, se deben considerar los sistemas de: a. Corriente impresa. b. Ánodos de sacrificio. c. Combinación de los anteriores. En primer lugar se analiza la posibilidad de utilizar un sistema de protección por corriente impresa, básicamente por los alcances que se obtiene a partir de un punto de drenaje; sin embargo, hay condiciones que limitan el empleo de este sistema, como son: • • • •

No disponibilidad de corriente eléctrica Tubo desnudo o pobremente recubierto. Longitud limitada a proteger. Difícil acceso a los dispositivos de protección para mantenimiento o ajustes de operación.

Estos factores orientan el diseño a un sistema de ánodos de sacrificio o una combinación de ambos.

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Ocasionalmente se presentan situaciones de la estructura que obligan a condiciones especiales como son: Cuando el espacio disponible es insuficiente para instalar un lecho anódico convencional o cuando existen estratos superficiales con alta resistividad. Es necesario para asegurar un drenado de corriente efectivo, diseñar un lecho profundo que consiste en instalar los ánodos verticalmente en pozos o perforaciones cuya profundidad depende de la localización de estratos con resistividad adecuada para el drenado. El método Barness determina la resistividad a profundidad; el análisis y criterios generales para el dimensionamiento del diseño, se detallan en Control of Pipe Line Corrosión, de A.W. Peabody.

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CLASIFICACIÓN DE LOS INHIBIDORES DE CORROSION. Un inhibidor se define como un producto químico que, agregado en pequeñas proporciones a un fluido circulante, contribuye a evitar o disminuir la pérdida de metal en el recipiente o tubería que lo contiene siempre y cuando su selección sea correcta y su aplicación; esto puede minimizar fallas en equipos, asociados a problemas de corrosión. E el siguiente diagrama la clasificación de los inhibidores de corrosión.

P

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FORMADORES DE PELÍCULA El fenómeno de depósito o formación de película, está basado en la adsorción de partículas en el sustrato metálico. La existencia de esta capa en la línea interfase metal/electrolito, involucra una carga en la superficie metálica. a) Anódicos:Retardan las reacciones anódicas de corrosión en el metal; su eficiencia depende de la continuidad e integridad de la película protectora desarrollada en el área anódica y se usan casi exclusivamente en sistemas de recirculación de agua o sistemas cerrados, en donde altas concentraciones de inhibidor que se requieren para asegurar la completa protección, no significa consumos elevados del producto. b) Catódicos: Retardan las reacciones catódicas en la corrosión de un metal. Su mecanismo de acción más representativa es la reducción de oxígeno a iones oxhidrilos en soluciones alcalinas o neutras y la reducción de los iones hidrogeno libres en las soluciones ácidas. Las sales de Zinc, Níquel, Magnesio y Cromo, así como las cuaternarias de amina, actúan como inhibidores catódicos para el fierro en soluciones neutras y su acción se debe a la capacidad de estos compuestos para reaccionar con el oxhidrilo de las áreas catódicas y formar hidróxidos insolubles, los cuales se adhieren a las mismas, protegiéndolas. Las sales de arsénico, antimonio y mercurio actúan como inhibidores catódicos en soluciones ácidas. Las sales de amonio inhiben el ataque ácido sobre el fierro y los componentes de arsénico trivalente, inhiben la corrosión del acero al carbón en ácido sulfúrico. c) Mixtos: Retardan las reacciones anódicas y catódicas. Es difícil entre uno y otro tipo de reacción, ya que si se suspende la reacción anódica de corrosión, la catódica también se ve afectada. Cuando el cambio de potencial de corrosión en las reacciones anódicas y catódicas es pequeño, el inhibidor es mixto. MODIFICADORES DEL MEDIO. Alteran el pH del agente corrosivo, reduciendo su agresividad al cambiar la acidez o alcalinidad del mismo, disminuyendo la interacción metal-fluido y disminuyen la concentración de oxigeno disuelto. En muchos sistemas, el proceso de corrosión es conducido por la reducción de iones hidrógeno a hidrógeno gas. Por otro lado, cuando se trabajan valores de pH ≥ 12, pueden presentar problemas de fragilidad cáustica en el interior de calderas.

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Neutralizantes: Reaccionan químicamente con el agente corrosivo, reduciendo su agresividad al modificar su pH. Secuestradores de Oxígeno: Reaccionan con el oxígeno disuelto para disminuir la interacción del fluido con el metal en cuestión y su uso más común es el de tratamiento de agua de alimentación a calderas, actuando como removedor del oxígeno disuelto en el aguas cuando la deaereacion con vapor resulta muy costosa. MISCELÁNEAS Se caracterizan por presentar, aparte de su efecto inhibidor, propiedades biocidas y anti-incrustantes, agrupándose en: a. Combinadas: Su efecto protector se combina con la acción de biocidas, evitando la corrosión microbiológica. Un biocida es un compuesto que no permite el crecimiento de flora y fauna microscópica, la cual genera taponamiento y caída de presión en tuberías. Cuando se combinan biocidas con inhibidores, ambos deben ser compatibles para evitar la nulificación de la acción de cada uno de ellos (efecto antagónico). b. Formadores de Óxido Estable: se considera inhibidores de este tipo a las sustancias agregadas en proporciones pequeñas sin que hayan sido formuladas con este fin, forman productos estables construidos de acero al carbón.

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DIAGNOSTICO EN CORROSION INTERNA Los factores que detienen la corrosión interna son los agentes agresivos al metal, presentes en los diferentes fluidos que se manejan. En general, este tipo de corrosión se clasifica, en función del agente corrosivo en: a. Corrosión Amarga: Para que se presente, se requiere la presencia de acido sulfhídrico y agua de condensación en la superficie metálica. Como productos secundarios, se forman sulfuro ferroso e hidrógeno; el primero se adhiere a la superficie metálica en forma de capas, acelerando el proceso corrosivo, al actuar como cátodo en la formación de celdas electroquímicas locales; y el hidrógeno formado penetra la superficie metálica, formando una dispersión (sol-metálico), con sus componentes y volviéndola quebradiza, produciendo agrietamientos; adicionalmente, el hidrógeno puede acumularse en inclusiones no metálicas, transformándose en hidrógeno molecular generado grandes presiones, internas que forman ampollas en el metal. Es probable que se presente cuando existe condensación de agua en la superficie metálica y la presión de ácido sulfhídrico es de alrededor de 0.05 psi. La presencia de bacterias sulfatoreductoras acelera en forma exponencial el fenómeno, originando picaduras profundas y en ocasiones, la perforación de la tubería. b. Corrosión Dulce: Ocurre cuando la presencia de ácidos orgánicos o dióxidos de carbono y agua; estos últimos deben estar presentes al mismo tiempo para que exista, obteniéndose como producto principal el carbonato ferroso. Se presenta en forma de grietas cuando hay condensación de agua en la superficie metálica y la presión parcial de dióxido de carbono es mayor de 7 psi; si se conservan las mismas condiciones, pero la presión parcial es mayor de 30 psi, se presentan picaduras. c. Corrosión por presencia de Oxígeno: Se manifiesta por la formación de herrumbre y cambio en la coloración del metal. Ocasionalmente picaduras, exfoliante y formación de ampollas así como taponamiento o reducción del diámetro de la tubería, incrementando el efecto al existir colonias de bacterias aerobias; cuando se forman tubérculos, debajo de estos crecen bacterias anaerobias, generándose celdas de aereación diferencial. ANALISIS QUÍMICO DEL FLUIDO. El fenómeno de corrosión interna esta definido, en primera instancia, por las características del fluido que se maneja, por lo que el continuo análisis del mismo

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proporciona información útil, tanto en el diseño, como en el monitoreo del sistema de protección a base de inhibidores, estudiándose las propiedades corrosivas del producto y los contaminantes, que funcionan como indicadores de la presencia de corrosión. Para el análisis, se deben tomar muestras periódicas, en función de la operación de cada equipo, sobre todo cuando cambia el servicio. Conociendo las características de agresividad del fluido se recomendará el uso de un inhibidor, cuya respuesta también deberá reflejarse en el análisis del fluido que se efectué posteriormente. En general, las muestras se deben tomar al inicio y al final del proceso, así como en las purgas acondicionadas para este fin, determinándose la composición del fluido para ser comparada con la especificada en el proyecto y de esta manera, precisar la selección y dosificación del inhibidor a usar. TESTIGOS. Son pequeñas placas metálicas que se introducen al torrente de los ductos para monitorear la agresividad del fluido que se maneja y proporcionan información para localizar fallas o determinar el comportamiento del metal de la estructura, mediante la composición física o cuantificación de su deterioro. Se eligen los lugares críticos a lo largo de las tuberías que se caracterizan por presentar primero el fenómeno corrosivo y que, de acuerdo a la experiencia, son los puntos bajos en el perfil. La geometría usual de los testigos es rectangular, con longitud de 3” 4” o 6”, de ancho de 7/8” o 1” y espesor de 1/4”, 1/8”, o 1/16” de espesor. Es importante vigilar que el testigo esté aislado, evitando que se forme un par galvánico, que modificaría el patrón del fenómeno corrosivo. Las observaciones se efectúan a intervalos como mínimo de 30 días, a fin de permitir la estabilización del proceso corrosivo y evitar lecturas que pueden ser exageradas. a. Observación de testigos: Se observa la apariencia superficial del testigo para definir, por comparación, los posibles deterioros que se provocan al metal, que pueden consistir en grietas, picaduras y corrosión uniforme. Es importante conservar los testigos usados y clasificados, con el propósito de comparar la efectividad de este sistema de protección.

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b. Cupones: Son testigos fabricados del mismo material que la tubería que lo contendrá, su evaluación se orienta a determinar la velocidad de pérdida de metal en forma de disminución de peso (por abstracción o corrosión por picaduras), referida en tiempo por el periodo de exposición. Deben ser manejados con cuidado, pesados y ,medidos (evitando contaminantes incluso al manejarlos manualmente, durante su proceso de pesado, instalación, retiro y nuevamente pesado de los mismos) antes y después de ser instalados en el fluido o agente corrosivo a diagnosticar, para que después de transcurrido el tiempo de exposición, retirarles todo residuo adherido que pudo haber provocado el desgaste o corrosión, estos cupones deben limpiarse con una solución de ácido clorhídrico inhibido, neutralizado con una solución de bicarbonato de sodio y enjuagarlos con alcohol isopropílico, para someterlos a un proceso de secado y pesado y medido nuevamente para obtener la pérdida de peso y así poder determinar la velocidad de perdida de metal, de acuerdo a la siguiente expresión:

Donde: = Variación neta de la pérdida de peso en el cupón (g) S= Superficie expuesta de cupón (mn2) T=Tiempo de residencia de cupón en le flujo o agente corrosivo (años) con aproximación a centésimas (1 año= 8760 horas). Peso específico del material del cupón

En su evaluación debe considerarse que la medición es puntual y que se está aceptando una velocidad de corrosión uniforme, que dista mucho que sea real; por lo que una correcta interpretación de esta debe valorar sus limitaciones. La corrosión manifestada como picadura se cuantifica por medición directa del daño con ayuda de un calibrador micrométrico, definiéndose el factor de picadura como la relación máxima de penetración a su valor promedio en el metal, medida como pérdida de peso. Análisis más detallado, incluyendo la observación microscópica y calificación metalográfica se desarrollan en un laboratorio especializado para diagnóstico de problemas complicados de corrosión.

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CORRIDA DE DIABLOS. Son herramientas que, impulsadas por medio del mismo fluido que se esta transportando, recorren interiormente las tuberías, limpiando la superficie metálica de deshechos o incrustaciones presentes, que pueden generar problemas de corrosión. El estudio del producto obtenido de la corrida de diablos, se orientará a la determinación de las siguientes impurezas, que generan o son producto de la corrosión: • • • • • • • • •

Bacterias aerobias y anaerobias. Compuestos con cadenas de azufre. Agua. Dióxido de Carbono. Cloruros. Oxígenos. Sólidos. Acido Sulfhídrico. Ácidos orgánicos.

Estas impurezas provocan contaminantes al producto y defectos a la estructura como: picadura, fragilización, ampollamíento y erosión. El uso de inhibidores deberán ser analizados y comparado con los costos de equipo y su recuperación a fin de establecer métodos alternativos para disminuir el fenómeno de corrosión interior, como aleaciones o recubrimientos. a. Toma de muestra en corrida de diablos: Al momento de retirar el diablo de limpieza, con ayuda de una pala, colocar los deshechos acumulados por la corriente por una bolsa de polietileno, que se esterilizará si se pretende determinar la presencia de bacterias, identificando la muestra con una etiqueta que incluye información de la línea, lugar de recolección, tipo de diablo usado y detalles relevantes en el estudio de la corrosión en el ducto. b. Indicadores de corrosión interna en una corrida de diablos: Una vez tomada la muestra, se procede a enviarla a un laboratorio para someterla a un análisis cuantitativo y cualitativo y posibilitar su interpretación indicando: • Fierro: Oxidación o ataque directo, así como posible presencia de bacterias sulfato-reductoras. • Manganeso: Disolución de un material metálico o pared de tubería. • Cloruros: Presencia de sales contenidas en el agua, o agua atrapada en el interior de la tubería, proveniente del tanque de

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almacenamiento en buques-tanque, sobre todo en desniveles del derecho de vía, donde los productos corrosivos tienden a concentrarse. Adicionalmente, existen diablos instrumentados para detectar variaciones en el espesor de las tuberías, se utilizan como complemento en la localización de áreas afectadas por la corrosión interior. Luego de analizar el fluido corrosivo y el tipo de corrosión presente, involucrado las variables que intervienen en la degradación del metal, se procede a la solución del inhibidor. SELECCIÓN DEL INHIBIDOR. Existen una amplia gama de inhibidores para el tratamiento de corrosión dulce y amarga, así como productos químicos, bactericidas y biocidas para eliminar o disminuir problemas de corrosión microbiológica, que ya han sido estudiados por diferentes laboratorios, clasificándose de acuerdo al material que se pretende proteger y al agente corrosivo presente. Se determina el inhibidor a usar, de acuerdo a las características del material de utilizado y las propiedades del producto, sometiendo los diferentes compuestos recomendados a ensayos de laboratorios, simulando las condiciones de operación. En esta sección deberá considerarse explícitamente la solubilidad y dispersabilidad de los productos a utilizar, que se clasifican en: solubles en aceite, solubles en agua, solubles en aceite-dispersables en agua y solubles en aguadispersables en aceite. Adicionalmente, habrá de tomarse en cuenta la economía de los diferentes compuestos que satisfagan el requerimiento de protección. DOSIFICACIÓN Y APLICACIÓN DEL INHIBIDOR Luego de seleccionar el inhibidor, se determina el método por el cual será agregado y su dosificación. Se trata de suministrar al sistema la cantidad de inhibidor requerido para garantizar que en todo momento se cuente con la concentración de protección determinada en el laboratorio, en su dosificación deberá considerarse el gesto de producto que se maneja la frecuencia de uso y posibilidad de que en algún momento quede empacado. Los dispositivos de incorporación de los inhibidores a los sistemas consisten principalmente en bombas de desplazamiento positivo con inyección neumática, dispositivos de clasificación e implementos para conectarse a los elementos del sistema.

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Los fabricantes de estas bombas proporcionan gráficas para su elección a partir de la dosificación requerida por el proyecto. La adición del inhibidor, depende de la forma de operación del sistema a proteger y puede presentar tres modalidades: a. Tratamiento continuo: Consiste en suministrar al sistema, permanentemente, la cantidad necesaria de inhibidor, garantizando que la salida del fluido no provoque disminución del efecto protector esperado. b. Tratamiento intermitente: Se utiliza cuando las condiciones del sistema de operación del sistema cambian, de tal manera que la agresividad del agente corrosivo varía substancialmente en las diferentes etapas del proceso, en ocasiones es recomendable la utilización de diferentes inhibidores para diversas concentraciones, presentando especial atención a la compatibilidad entre los compuestos requeridos en las etapas de tratamiento. RECUBRIMIENTOS ANTICORROSIVOS. Los recubrimientos anticorrosivos son barreras físicas formadas a partir de una dispersión de una resina y un pigmento, con eliminación posterior del solvente, obteniéndose una película sólida adherida a la superficie metálica, que sirve para detener o evitar el proceso de corrosión en el metal base. Básicamente, los recubrimientos están formados por: Pigmento. Resina. Vehículo. La eficiencia de un recubrimiento depende de muchos factores pero, independientemente de los que se refieren a su composición química y comportamiento físico, se identifican los que el diseñador maneja y que, en general se caracteriza como: Medio al que está expuesto. Condiciones ambientales que influyen en su aplicación. Determinación del medio corrosivo. Para determinar el recubrimiento más adecuado se deberá establecer el ambiente de exposición, que en términos generales, estará definido por los siguientes parámetros, adoptando los valores extremos que pudieran presentarse: Composición química y presencia de contaminantes. Temperatura. Factores de abrasión.

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Humedad relativa. Velocidad y dirección de vientos. CLASIFICACION DE AMBIENTE O AGENTE CORROSIVO. Los medio corrosivos, de acuerdo a los requerimientos del diseño, se identifican como: a. Agentes corrosivos atmosféricos: Su clasificación depende de los valores extremos que adopten Las variables del clima y se determinan en una estación climatológica. • Presencia de contaminantes en la atmosfera.- El principal contaminante de interés de Ingeniería de Corrosión es el dióxido de azufre (SO2) y su presencia se detecta mediante testigos que captan rastros de contaminantes en la atmosfera. • Temperatura.- Se consultan las gráficas de variación térmica durante el año. • Factores de abrasión.- Se revisa el efecto abrasivo sobre las superficies existentes en la zona y se determina acerca de su importancia. • Humedad relativa.- Se determina con higrómetro mediante las curvas directas, o con el psicrómetro, a partir de temperaturas de bulbo seco y húmedo. • Velocidad y dirección de vientos.- Se consulta la información meteorológica o se recurre a estaciones de medición local. Deben considerarse todos los posibles cambios de dirección en el viento. b. Agentes corrosivos en el manejo de productos: Su clasificación depende de los productos y las condiciones de exposición que se presenten. • Composición química y presencia de contaminantes.- Estos datos se proporcionan en el proyecto. • Temperatura.- Deberá considerarse el intervalo como el estado de operación del equipo en cuestión. • Factores de abrasión.- Se determina la posibilidad de existencia de sólidos en suspensión y las condiciones de flujo del análisis del producto químico en el proyecto. Colocando testigos en la atmósfera o en el fluido, se puede manejar por medio de métodos gravimétricos, la agresividad de los diferentes agentes corrosivos clasificándose así, según agresividad, de acuerdo, a la pérdida del material en un lapso determinado, siendo las medidas usadas:

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Milésimas de penetración por año. Milímetros de penetración por año.

“M/A” “mm/año”

En atención a este criterio de medición los agentes corrosivos se identifican como: Velocidad de Corrosión en “MPA” • Altamente corrosivos • Moderadamente corrosivos • Poco corrosivos

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